Затраты на электроэнергию обычно составляют более 20% совокупных затрат на добычу нефти. До 2006 года удельные затраты электроэнергии на тонну добываемой жидкости в «Газпром нефти» росли на 3–4% в год. Старт пятилетней программы энергосбережения уже позволил снизить этот показатель до 1% и менее, а к концу 2011 года поставлена задача по снижению удельного потребления электроэнергии с 31,6 до 28,3 кВт-ч на тонну добываемой жидкости (рис. 1).

С 2009 года компания «Пауэр Менеджмент» участвует в программе энергосбережения компании «Газпром нефть», оказывая методологическое сопровождение и организационную поддержку.

В программе учтены внешние и внутренние факторы, приводящие к росту удельных затрат на электроэнергию, такие как ухудшение условий разработки месторождений, недостаточное применение инновационных технологий, рост тарифов на энергоресурсы и др. В рамках программы повышения энергоэффективности выработаны мероприятия, направленные на предотвращение роста затрат на электроэнергию (табл. 1). Мероприятия в рамках комплексной программы повышения энергоэффективности включают в себя инвестиционные проекты, оперативные мероприятия, мероприятия, направленные на развитие культуры энергосбережения, на внедрение новой техники и технологий (табл. 2).

Основной акцент в программе повышения энергоэффективности сделан на систему разработки месторождений. Здесь, в частности, проводится регулярная работа по выводу скважин из зоны нерентабельности или их закрытие, сокращению непроизводительной закачки жидкости и обводненности, оптимизации систем разработки с учетом параметров энергоэффективности. Также применяются методы увеличения нефтеотдачи, повышающие энергоэффективность. За счет перечисленных мероприятий планируется снизить потребление энергии на 4%.

На 1% планируется снизить энергопотребление за счет оптимизации системы электроснабжения, в частности, закрытия избыточной инфраструктуры, сокращения потерь в сетях электроснабжения, перераспределения нагрузки между подстанциями, повышения доли собственной генерации и перехода к более эффективному процессу закупки электроэнергии.

На 2% предполагается снизить потребление энергии посредством оптимизации механизированного подъема жидкости, на 1% — за счет оптимизации системы ППД и еще на 1% — за счет улучшения процессов подготовки и транспортировки нефти и газа.

Повышение КПД УЭЦН будет происходить благодаря оптимизации режимов работы, подбору оптимального оборудования, применению вентильных ПЭД и частотных преобразователей, сокращения гидравлических потерь в трубопроводах и потерь электроэнергии в трансформаторе и погружном кабеле.

В повышении КПД насосных агрегатов ключевую роль должны сыграть оптимизация режимов работы, подбор оптимального оборудования, применение частотных преобразователей, сокращение гидравлических потерь в трубопроводах и сокращение непроизводительной перекачки.

Таким образом, общий потенциал сокращения удельного потребления до 2012 года, рассчитанный по специально разработанной методике, составляет 9%. Для эффективной реализации этого потенциала, безусловно, требуются не только усилия нефтяной компании, но и определенная поддержка со стороны государства. В частности, разработка и детализация мер, стимулирующих вложения в повышение энергоэффективности.

ПРОЕКТЫ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПНГ И ГАЗОГЕНЕРАЦИИ

Важной составляющей программы повышения энергоэффективности выступает реализация проектов по утилизации ПНГ и газогенерации.

В реализации проектов по утилизации ПНГ приоритет отдан месторождениям с большим объемом сжигания нефтяного газа, существенно влияющим на общий процент утилизации по компании. Основные средства вкладываются в месторождения, утилизация ПНГ на которых может быть осуществлена при помощи подключения к существующей инфраструктуре с минимальными капвложениями и в наиболее короткие сроки. В первую очередь проекты по рациональному использованию ПНГ будут реализовываться на месторождениях с высоким показателем NPV от добычи нефти и в последнюю — на тех месторождениях, где утилизация ПНГ приведет к ухудшению экономического положения компании в целом. За счет реализации проектов предполагается на порядок снизить объемы сжигаемого ПНГ (рис. 2, 3).

Среди проектов строительства объектов газогенерации, реализованных в 2008–2010 годах, следует назвать ГПЭС «Чатылькинская» ГПЭС «Холмистая» (мощностью 5 МВт); передислокацию ГПЭС «Приобская» (10 МВт) и ГПЭС «Зимняя» (3 МВт) и ГТЭС «Южно-Приобская» (96 МВт). Кроме того, проведено расширение энергокомплекса Крапивинского месторождения с 7,5 до 12 МВт. Также к 2014 году планируется строительство ГТЭС на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях суммарной мощностью 380 МВт. Немаловажно, что 82% генерирующего оборудования по реализованным и перспективным проектам до 2012 года приходится на оборудование российского производства.

ПРИНЦИПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

Для упорядочения процесса был составлен укрупненный график реализации программы повышения энергоэффективности: от оценки потенциала факторов энергопотребления до построения системы энер-гоменеджмента на уровне компании (рис. 4), сформулированы ожидаемые результаты по каждому из этапов, а также определены задачи всех участников проекта (табл. 3).

По завершении каждого этапа программы подводятся итоги и определяются основные направления поиска мероприятий (рис. 5).

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОМЕНЕДЖМЕНТА

Можно назвать несколько предпосылок для внедрения системы энергоменеджмента в «Газпром нефти»:

• отсутствие единого подхода к расчету мероприятий, применение в ДЗО разных формул и методик расчета эффектов;
• необходимость изменений большинства разрабатываемых мероприятий по процессу мехдобычи в ходе подбора погружного оборудования;
• акцент на реализацию и достижение расчетного эффекта, а не целевого удельного показателя;
• отсутствие единой системы факторного анализа отклонений: дочерние и зависимые общества (ДЗО) подготавливают отчеты различной глубины проработки, выполненные по различным методикам;
• несовершенство коммуникаций в области энергоэффективности между ДЗО, в частности, были случаи, когда результаты внедрения технологий на одном ДЗО не были известны на других ДЗО. Кроме того, нередко одно ДЗО не доверяет результатам ОПИ, проделанных другим ДЗО;
• система мотивации на повышение энергоэффективности добычи нефти, находящаяся в стадии разработки;
• процессные управления, под управлением которых находятся драйверы энергоэффективности технологических процессов, не имеют КПЭ по энергоэффективности.

Для достижения амбициозных целей в области энергоэффективности необходимо, во-первых, унифицировать и выстроить во всех ДЗО процессы операционной деятельности, позволяющие реализовать существующий потенциал повышения энергоэффективности. Во-вторых, внедрить процессы, позволяющие распространять на все ДЗО лучшие практики в области обеспечения энергоэффективности для выработки дополнительного потенциала. В-третьих, объединить все процессы, направленные на повышение энергоэффективности, в рамках единой системы энергоменеджмента и создать необходимые для формирования и поддержки системы процессы.

К процессам, направленным на повышение энергоэффективности, относятся разработка мероприятий по повышению энергоэффективности в ДЗО; мониторинг реализации и получения экономического эффекта от мероприятий; распространение лучших практик в области энергоэффективности; мотивация на повышение энергоэффективности

Созданная концептуальная схема энергоменеджмента (рис. 6) подразумевает три уровня: формирование и поддержание системы, процессы развития и операционная деятельность.

Ключевые процессы системы энергоменеджмента позволяют осуществлять постоянное повышение энергоэффективности операционной деятельности, увеличивать потенциал роста энергоэффективности за счет разработки новых технологий и унификации лучших практик, а также поддерживать систему энергоменеджмента и мотивировать участников на выполнение процессов системы.

Можно выделить пять организационно-технических решений, необходимых для внедрения системы энергоменеджмента. Первое — концентрация ответственности за энергоэффективность. Оно предполагает утверждение ответственного подразделения на уровне компании и на уровне ДЗО.

Второе решение — закрепление за корпоративным центром роли ментора в процессе повышения энергоэффективности. Корпоративный центр осуществляет координацию работы ДЗО, централизацию ключевых компетенций, организует обучение сотрудников ДЗО лучшим практикам и отдельным элементам системы энергоменеджмента.

Третье решение заключается в обучении корпоративным центром всех вовлеченных сотрудников для понимания ими своей роли в системе, а также в обучении ответственных за процессы аналитическим методикам и работе с отчетными формами.

Четвертое решение представляет собой развитие систем технического учета потребления электроэнергии. Сюда входят оперативный анализ «проблемных» с точки зрения энергоэффективности потребителей или групп потребителей, упрощение процесса разработки предложений по повышению энергоэффективности, а также повышение качества мониторинга эффекта и факторного анализа.

Наконец, пятое решение заключается в автоматизации процесса подбора и анализа оборудования с учетом энергоэффективности. Оно подразумевает внедрение программных продуктов, которые позволят:

• подбирать необходимый комплект оборудования с учетом требований максимальной экономической эффективности;
• проводить в реальном времени мониторинг энергоэффективности работы погружного оборудования, в том числе для принятия решения о его замене, не дожидаясь отказа;

• оценивать энергоэффективность площадочного оборудования и принимать решения по ее повышению, в том числе путем замены оборудования.

Примером элемента системы энергоменеджмента может служить факторный анализ отклонений от заданных значений удельного расхода электроэнергии (УРЭ) (рис. 7).

МОДЕЛЬ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОГО ДИЗАЙНА И ПОСКВАЖИННОГО МОНИТОРИНГА ДЛЯ МЕХДОБЫЧИ

Стандартный подход к подбору погружного оборудования подразумевает учет одних лишь технологических требований. Подобранное таким путем оборудование позволяет реализовать потенциал скважины и обеспечить высокие показатели наработки, но не дает возможности выбрать оборудование, которое было бы оптимальным с точки зрения экономической эффективности. В связи с этим при подборе оборудования мы предлагаем принимать во внимание такие факторы, как потребление им электроэнергии, его надежность (МРП), стоимость закупки и обслуживания.

Учет факторов, влияющих на экономическую эффективность, позволит минимизировать совокупные затраты на эксплуатацию оборудования, обеспечить максимальную рентабельность его использования, а также определить целесообразность эксплуатации скважины. Для уменьшения влияния человеческого фактора и трудозатрат при учете данных факторов в процессе подбора погружного оборудования ведется разработка специального программного обеспечения (рис. 8).

В стандартном подходе к системе мониторинга эффективности эксплуатации погружного оборудования отсутствуют процессы и методики анализа энергоэффективности процесса мехдобычи. Отсутствие системы учета потребления электроэнергии по скважинам затрудняет выявление причин изменения УРЭ, а также анализ факторов, влияющих на энергопотребление. Предлагаемый подход предполагает выстраивание процессов регулярного факторного анализа УРЭ, а также использование единой методики анализа энергоэффективности процесса мехдобычи. На основе анализа причин изменения УРЭ появится возможность разрабатывать и внедрять корректирующие мероприятия.

К примеру, одним из значимых факторов роста УРЭ служит изменение режима работы ЭЦН (выход ЭЦН из рабочей зоны). Процесс регулярного мониторинга позволит принять решение о замене ЭЦН, не дожидаясь отказа.

Для реализации алгоритмов расчета влияния факторов и выявления скважин для замены УЭЦН также разрабатывается специальное программное обеспечение.

В соответствии с проведенными расчетами технологу будет выдаваться список оборудования, рекомендуемого для закупки. Для выбора одного вида оборудования из списка понадобится экспертная оценка.

МОДЕЛЬ ПОДБОРА И ПРОВЕРКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ППД И ПИТ (ПОДГОТОВКИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ)

Оценка энергоэффективности работы насосного оборудования в компании производится нерегулярно и занимает длительное время. Подбор насосного оборудования осуществляется экспертным путем, исходя из неких индивидуальных критериев оптимальности выбора. При этом при выборе оборудования зачастую отсутствуют или не используются четкие критерии энергоэффективности, а сам выбор производится из ограниченного набора уже используемого оборудования. ДЗО не обмениваются опытом применения оборудования разных заводов-производителей. Процесс оценки энергоэффективности и подбора оптимального оборудования не формализован и характеризуется высокой трудоемкостью. Не выработаны индикаторы, которые бы указывали на необходимость проверки энергоэффективности на конкретном объекте (КНС, насосный блок). Кроме того, не выстроен процесс сбора информации о технических характеристиках современного оборудования.

Сложившаяся ситуация требует разработки и внедрения формализованной модели подбора энергоэффективности оборудования, в частности, математической модели с модулями для проверки энергоэффективности насосного оборудования и подбора оптимальной комбинации оборудования по параметрам режима. Также необходимо внедрение процесса внутреннего аудита энергоэффективности насосного оборудования в ДЗО компании.

Математические модели позволяют упростить мониторинг энергоэффективности площадочных объектов. В частности, оценка площадочного оборудования может состоять из трех частей: выявление причин снижения энергоэффективности, использование алгоритма проверки энергоэффективности и расчет индикаторов. Так, причинами снижения энергоэффективности могут быть отклонения насоса в левую или правую зоны, избыточный напор или износ. Алгоритм проверки энергоэффективности включает сбор исходных данных для построения модели, определение проблемных насосов, выявление причин проблемы и разработку корректирующих мероприятий. Рассчиты-ваются такие индикаторы, как неравномерность напора, превышение максимального напора, отклонение фактического КПД от паспортного.

Также математическому моделированию поддаются факторы для подбора оптимальной комбинации оборудования по параметрам режима (рис. 9). Использование такой модели позволяет значительно  снизить трудоемкость процесса, сделать его регулярным и минимизировать ошибки при подборе оборудования.

Для оценки энергоэффективности насосного оборудования внедряется система внутреннего аудита. Она дает возможность ежемесячно обновлять исходные данные по энергопотреблению и режиму, выделять приоритетные объекты, исходя из рассчитанных индикаторов, объяснять причины отклонений индикаторов, разрабатывать корректирующие мероприятия, а также проводить анализ накопленных данных и планировать мероприятия по ожидаемым изменениям (рис. 10).

Данная система уже применяется в «Газпром нефти» (рис. 11). Она, в частности, позволяет построить матрицу энергоэффективного оборудования, которую можно использовать как инструмент планирования замен ГНО (рис. 12). Для создания такой матрицы требуются однократные вычислительные затраты. Мелкий шаг позволяет подбирать оборудование с высокой точностью, а визуальное представление позволяет оценить область энергоэффективности определенного оборудования. Также посредством матрицы обеспечивается простота и надежность алгоритма подбора нового оборудования и проверка энергоэффективности установленного, экономятся трудовые и временные затраты на поиск энергоэффективного оборудования.

РАЗВИТИЕ МОДЕЛИ ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ И ПОДБОРА НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ППД И ПИТ

В рамках дальнейшего развития модели проверки энергоэффективности и подбора насосного оборудования для ППД и ПиТ предстоит решить две задачи. Вопервых, автоматизировать форму оценки потенциала повышения энергоэффективности площадочного оборудования. Это связано с необходимостью проведения мониторинга потенциала повышения энергоэффективности и высокой трудоемкостью расчетов для оценки потенциала. Функционалом для решения данной задачи должны стать модуль оценки потенциала по ППД и ПиТ и модуль принятия решений об оптимальном времени вывода оборудования в капитальный ремонт.

Вторая задача заключается во внедрении факторного анализа достижения плановых УРЭ по направлениям ППД и ПиТ в разрезе месторождений. Решение данной задачи связано с необходимостью подготовки регулярных форм отчетности по факторному анализу и высокой трудоемкостью последнего. Функционалом для решения данной задачи должны стать модуль импорта исходных данных из доработанных форм УЭС, УДНГ, УПСНГ, модуль автоматизированного факторного анализа, а также модуль построения результирующих диаграмм.